我国fgd技术应用现状

我国FGD技术应用现状1 国内烟气脱硫技术的发展起步于1961年，当时仅为防止锅炉尾部受热面的低温腐蚀，采用在过热器前喷入白云石粉的措施，以减少烟气中SO2的浓度，降低烟气酸露点，保护低温段空预器不受腐蚀表1给出了国内开发的烟气脱硫技术发展及应用，表2给出了引进的国外烟气脱硫技术在国内的应用现状（不完全统计）。表1 国内开发的烟气脱硫技术发展及应用开发时间脱硫技术地 点备 注19741976年湿式石灰石/石膏法(烟气量2500 Nm3/h)上海闸北电厂因结垢腐蚀等问题试运行后即停运19741976年铁离子液相催化脱硫回收法(烟气量2500Nm3/h)上海南市电厂因动力消耗大体积大和腐蚀严重等问题而停运19741976年亚钠循环法(烟气量10000Nm3/h)湖南300电厂因动力消耗大运行费用高和腐蚀严重等问题而停运19761981年水洗再生活性炭脱硫法(烟气量5000Nm3/h)湖北松木坪电厂因设备庞大电耗大操作复杂和腐蚀严重等问题而停运19841990年旋转喷雾干燥烟气脱硫工艺(烟气量500070000Nm3/h)四川白马电厂钙硫比为1.41.7时,脱硫效率达80%，完成中试，目前已停运80年代磷铵肥法(烟气量5000 Nm3/h)四川豆坝电厂中试脱硫效率可达95%，已停运90年代文丘里水膜除尘简易脱硫贵阳发电厂、江西贵溪铜厂南京电力环保所，60-70%脱硫率90年代后湿式除尘脱硫技术(湍流塔、旋流板塔、NID等)全国各地多家单位，脱硫效率6085%90年代后新型液柱湿法 沈阳化肥总厂、广西南宁冶炼厂清华大学,脱硫效率9099%90年代后新型干法、半干法如CFB-FGD、DCL固硫剂等技术全国各地脱硫效率5090%，在推广表2 国外FGD技术在国内的应用FGD技术用 户机组容量MW/烟气量（Nm3/h）设计脱硫率（%）投运时间FGD技术来源石灰石（石灰）/石膏湿法重庆华能珞璜电厂、期2（2360）/4108720095/801993.1 1999日本三菱重工山东维坊化工厂235t/h/100000821995日本三菱重工南宁化工集团35t/h/50000701995日本川崎重工重庆长寿化工厂35t/h/61000701995日本千代田太原第一热电厂200/600000801996.3日本日立杭州半山电厂2125/123000095.72001.3德国Steinmller国华北京一热期2100/1100000952001德国Steinmller重庆电厂2200/196000095.72001德国Steinmller广东连州电厂2125/1090000812000.12奥地利AE公司江苏扬州发电厂200/975000802002日本川崎重工贵州安顺电厂2300/21256682902003.5、7日本川崎重工浙江钱清电厂125/550000902003.6浙江省电力设计院（美国B&W技术）广东瑞明电厂2125/1081000902003.9广东省电力设计院（AE公司技术）电子束四川成都热电厂200/300000801996.10日本荏原杭州协联热电厂3130t/h/305400852002.11国华(日本)荏原荷电干式喷射脱硫杭州钢铁集团35t/h/60000701997美国AlANCO山东德州电厂75t/h/100000701995广州造纸厂250/230000752000海水脱硫深圳西部电力公司300/1100000901998挪威ABB 公司福建后石电厂6600/61915900901999-2002日本富士化水株式会社LIFAC法南京下关2125/54360060-851998-1999芬兰Tempella公司浙江钱清125/550000652000芬兰Tempell公司烟气循环流化床广州恒运电厂210/783400852002.10武汉凯迪(德国WULFF公司技术)云南小龙潭电厂100/487000902001丹麦Smith-mller氨-硫铵法胜利油田化工厂-/210000901979日本东洋公司碱式硫酸铝法南京钢铁厂-/51800951981日本同和公司旋转喷雾干燥沈阳黎明发动机制造公司35t/h/50000801990丹麦Niro公司山东黄岛电厂200/300000701994日本三菱重工2 FGD技术介绍2.1 石灰石/石灰-石膏法其典型的工艺流程如图2.1-1所示，它主要包括：烟气系统（烟道档板、烟气再热器、增压风机等）、吸收系统（吸收塔、循环泵、氧化风机、除雾器等）、吸收剂制备系统（石灰石储仓、磨石机、石灰石浆液罐、浆液泵等）、石膏脱水及储存系统（石膏浆泵、水力旋流器、真空脱水机等）、废水处理系统及公用系统（工艺水、电、压缩空气等）等。 图2.1-1 典型的石灰石-石膏湿法FGD系统(1) 日本三菱公司的填料塔和液柱塔 日本三菱公司在重庆珞璜电厂一期2360MW机组上采用采用了单回路、顺流、格栅填料塔(Vertical CO Current Grid Packed Tower)；二期2360MW机组脱硫的吸收塔采用双接触、顺/逆流、组合型液柱塔(Double Contact Flow Scrubber)，如图2.1-2所示。图2.1-2 重庆珞璜电厂FGD系统的填料塔和液柱塔 图2.2.1-16 液柱塔吸收特性图2.1-3 液柱原理(1) 日本Babcock-Hitachi(日立)公司的高速水平流FGD技术 1996年1月，作为日本政府“绿色援助计划”的一个项目，在山西太原第一热电厂的高速水平流简易湿式石灰石FGD系统投运。图2.1-3 水平流吸收塔系统示意 锅 炉 DeNOx 空预器 GGH 热回收 ESP DeSOx GGH 再加热引风机增压风机烟囱NH3图 2.1-4 热加换器的热回收部分放置在ESP前的流程图 锅 炉 DeNOx 空预器 GGH 热回收 ESP DeSOx GGH 再加热引风机增压风机烟囱NH3 图 2.1-5 GGH的布置原流程图(3) 日本川崎喷雾塔脱硫技术,见幻灯片 图 2.1-6是其改进前后吸收塔的比较。图2.1-6 川崎喷雾塔的改进 (4)千代田CT-121(5) 美国B&W公司的合金托盘技术由于采用了托盘，使得烟气均匀分布，气液接触面积大，在保证脱硫率的情况下液气比可降低27%，总能量节约710kW。图2.1-7 合金多孔托盘及现场照片(6) 美国DUCON公司的文丘里湿式石灰石/石膏技术DUCON公司是一家美国的专业环保公司，主要产品为烟气脱硫、脱硝、垃圾焚烧、布袋除尘器、水处理等。该公司专利设计的文丘里格栅既具有填料塔高气液传质功能，液气比低，运行能耗低；同时由于文丘里棒层在烟气气流冲击下能自转，不结垢，另外，文丘里棒层还有在塔截面上均匀分布气流的作用。文丘里吸收塔内设有一层两排的文丘里棒栅，上层为固定栅，下层可活动。文丘里层吸收塔示意图如下图2.1-8。 图 2.1-8 文丘里吸收塔示意图 此技术在美洲、东南亚等地有近40套业绩，浙江菲达公司于2002年5月独家引进该项专有技术。(7) 德国比晓夫公司的技术 德国鲁奇能捷斯比晓夫（LLB）公司除石灰石石膏湿法脱硫工艺系统的一般特点外，还具有如下突出的特点，如图2.1-9所示：（a）应用脉冲悬浮系统，避免安装机械搅拌器；（b）采用池分离器技术，可以分别为氧化和结晶提供最佳反应条件；（c）采用特殊的屋脊型除雾器布置方式；（d）优化喷淋层喷嘴布置。除雾器高效两级除雾器喷淋吸收区细小液滴喷嘴反应池:在池分离器上面进行强制氧化池分离器：防止上部氧化区和下部反应池之间的混合 脉冲悬浮系统入口烟道图2.1-9 比晓夫公司吸收塔系统示意图2.2 海水脱硫法（1）不添加任何化学物质，用纯海水作为吸收液的工艺，以挪威ABB公司开发的Flakt-Hydro工艺为代表。深圳市能源集团西部电厂4号机（300MW）已成功地从挪威ABB引进了一套纯海水脱硫系统，并于1998年底竣工,于1999年3月8日顺利通过72小时的连续运行并移交生产。 另外，福建漳州后石电厂6600MW海水FGD系统也同机组一起投入运行，其中#1、#2FGD系统早在1999年11月和2000年6月分别投入运行。后石电厂由台塑美国公司投资兴建，由华阳电业有限公司建设和运行。海水烟气脱硫系统是由日本富士化水株式会社设计。曝气风机1/2/3循环泵1/2虹吸井曝气池排海凝汽器冷却海水锅炉烟气引风机湿烟囱预冷器吸收塔除雾器冲洗水图.2.2-1 后厂电厂海水脱硫工艺流程示意图 2.3 干法、半干法2.3.1 电子束法 1996年，日本茬原制作所与中国电力工业部共同实施的“中国EBA工程”已在成都电厂建成一套完整的烟气处理能力为300000Nm3/h的电子束脱硫装置，设计入口二氧化硫浓度为1800ppm，在吸收剂化学计量比为0.8的情况下脱硫率达80%，脱硝率达10%，1998年5月28日通过国家竣工验收签证。2002年底杭州热电厂的3台75t/h共用一台电子束脱硫装置也投入运行。图2.3.1-1 EBA电子束FGD法 该法存在以下问题：耗电大，运行费中电费占的比例高；烟气辐射装置目前还未达到大型火电厂锅炉要求的规模；处理后烟气中是否还存在排放微量氨、硫酸和N2O的可能性有待进一步确证；另外电子加速器高电压（705keV）有以下主要缺点：产生X射线。工业应用时必须设置有屏蔽设备； 冷却窗用压缩空气冷却，点子线照射产生臭氧，对装置有腐蚀，对周围环境也有害。采用低电压的电子加速器（150300keV）和多个低能量的电子线源，如同长又同宽的电子发射窗的低能量电子枪，这种结构使电子枪简单，寿命增长，提高了烟气处理能力。可减少X射线，降低屏蔽费用（可以用铅板），使电子射线源能移动。 EBA法生成的硫铵和硝铵混合物中除含有未反应的硫酸或酸性硫酸铵外，还含有副产物氨基磺酸系化合物。酸性肥料吸湿性大，输送、装卸困难，氨基磺酸系化合物影响植物的发芽和生长，应予除掉。肥料中规定，游离硫酸含量不得超过0.5%，氨基磺酸含量不超过0.1%。因此日本采取在工艺中添加OH基捕捉剂或清洗气体对收集下来的硫铵和硝铵进行清洗。OH基捕捉剂除了可以控制有害的氨基磺酸系化合物外，还可提高脱硫脱硝率。2.3.2 荷电干式吸收剂喷射脱硫系统(CDSI) 广州造纸厂2.3.3 炉内喷钙尾部增湿脱硫工艺 LIFAC（Limestone Injection into the Furnace and Activation of Calcium）脱硫技术是由芬兰的Tempella公司和IVO公司首先开发成功并投入商业应用的。LIFAC工艺主要包括三步：向高温炉膛喷射石灰石粉；炉后活化器中用水或灰浆增湿活化；灰浆或干灰再循环，工艺流程见图所示。图2.3.3-1 LIFAC工艺流程示意图(湿灰再循环)炉内喷钙的脱硫率约2535，投资占整个脱硫系统总投资的10左右。活化器是整个脱硫系统的心脏，烟气经过加水增湿活化和干灰再循环，可使系统的总脱硫率达到75以上。加水增湿活化部分的投资约占整个系统总投资的85。第三步，将电除尘器捕集的部分物料加水制成灰浆喷入活化器增湿活化，可使系统总脱硫率提高到85。这一步增加的投资约占整个脱硫系统总投资的5。LIFAC工艺自1986年在芬兰3MW机组上进行中试以来，已在芬兰、加拿大、俄罗斯、美国和中国的10多台45222MW机组上应用，中国南京下关电厂两台125MW机组和浙江绍兴钱清电厂的1台125MW机组分别于1998、2002年投运。据Fortum公司介绍，LIFAC工艺的投资比传统湿法减少50， 南京下关发电厂2套LIFAC系统分别于1998年6月和12月投入运行。浙江省钱清电厂#1炉LIFAC系统于1999底年投运，设计含硫量1.06%（0.91.2%），处理锅炉163的原烟气550000Nm3/h，系统脱硫率65，系统的平均电负荷735kW，活化器的出口烟温55，活化器的压力损失1200Pa。图2.3.3-2为LIFAC系统的总貌。图2.3.3-2 钱清电厂#1炉LIFAC系统总貌2.3.4 烟气循环流化床FGD技术2.3.4.1 Lurgi 型CFB-FGD技术 该技术在德国、奥地利等国有20多台锅炉的业绩，其中最大的是安装在波多黎各的AES电厂的2台燃硬煤的CFB锅炉上，处理烟气量972000Nm3/h，SO2含量360mg/Nm3，脱硫率达92%，2002年5月投运。在我国，广州中绿公司与东南大学热能工程研究所合作，实现了整套CFB-FGD技术的国产化。于1999年成功应用于无锡化工集团公司新建的一台65t/h锅炉上2.3.4.2 RCFB-FGD技术 恒运电厂以大代小热电技改（C）厂#7机组容量210MW，配一台680t/h超高压煤粉炉，该装置是目前亚洲最大的干法脱硫装置。2.3.5 GSA(Gas Suspension Absorption)脱硫装置 丹麦Smith Mller公司开发了气体悬浮吸收烟气脱硫工艺，简称GSA（Gas Suspension Absorber），其工艺流程如下图2.3.5-1，它与CFB-FGD工艺思路相近。 GSA的目前工业应用最大的是在瑞典的一台135MW燃煤机组，处理烟气量为359103 Nm3/h。2000年，我国云南小龙潭发电厂在6号炉100MW机组的排烟系统中配置了1套设计处理烟气量为487 000Nm3/h的GSA脱硫装置。2000年4月开工建设，12月安装完毕，2001年1月7日开始运行调试。GSA脱硫工艺流程见图2.3.5-1。图2.3.51 GSA脱硫技术工艺流程(小龙潭电厂) 运行的主要问题有：（1）供浆泵内橡胶管损坏频繁，难以持续喷浆。供浆泵最初布置在反应塔旁标高为0m的制浆泵房内，成品浆液经供浆泵直接送到标高为18.9m的文丘里管段的喷枪。后将2台供浆泵移到反应塔18.9m的平台上，并在平台上增设1个GSA浆罐，结果，大大减少了橡胶管的损坏频次。（2）脱硫副产品输送不畅。由于输送设备选型和管道配置不合理，在仓泵出口45200m处出现堵灰。为此，采取了更换仓泵，将1级输灰改为2级输灰，并在中间仓下部增加事故输灰管的措施。脱硫灰先集中到40m3的中间仓，再由一、二级输送仓泵送到灰场。一、二级输灰发送时间为130s，输送压力0.3MPa，输灰能力约10t/h，但仍满足不了脱硫灰的输送，目前还在整改。（3）2001年12月16日停炉检查时发现脱硫塔塔壁结块、积灰；旋风分离器部分筒壁和灰斗积灰结块；旋风分离器入口衬板磨损严重，甚至磨坏掉入旋风分离器及循环灰箱内，致使旋风分离器灰斗堵灰，循环灰箱的输灰机卡涩。最终用进口Hardox材料更换了衬板，目前运行正常。（4）脱硫塔出口烟温长时间低于85，除尘器底部灰斗下灰管堵灰。此故障可通过不定期对下灰管进行振动来解决。（5）脱硫系统压差大于设计值，导致引风机出力不够。此故障现仍无解决对策。 （6）喷枪、喷嘴易堵塞。后在供浆泵前加装滤网，已基本解决。浆液浓度计不能正常投入使用的问题，最终换成用比重计测定。 2.3.6 NID增湿灰循环FGD技术NID（New Integrated Desulfurisation System）增湿灰循环脱硫技术是ABB公司开发的新技术，1996年在波兰Laziska电厂2120MW机组上的脱硫示范工程建成后，到1999年底已有10套脱硫装置在欧洲各国运行或正在安装。至今，在火电厂25300MW规模机组及其它行业上已有近30套应用业绩。CaO氧化钙图2.3.6-1 典型的NID工艺图烟囱引风机产物增湿消化器电除尘器或布袋除尘器水烟气锅 炉2.3.6.2 中国的应用 图2.3.6-2 衢州巨化热电厂NID-FGD总貌 NID是90年代在CFB的基础上发展起来的最先进的半干法脱硫技术，发展相当快，至今，在25300MW规模上已有54个合同，其中，125MW机组6套，200MW机组4套，300MW机组3套。台湾的Miao Liao电厂2200MW脱硫工程，为ALSTOM总承包，采用循环流化床锅炉，炉内掺加石灰石。炉后设NID系统，不加新的脱硫剂，仅利用粉煤灰的雾化增湿循环进行脱硫，燃料含硫5%，包括锅炉及NID的设计总脱硫效率为95%。装置于2001年11月正式投运，脱硫效率一直稳定可达95%以上。美国的Sward电厂2250MW脱硫工程，ALSTOM公司总承包提供流化床锅炉及NID脱硫系统。煤中含硫为6%，炉内掺加石灰石粉，炉后设NID系统，仅利用粉煤灰的雾化增湿循环进行脱硫，每台锅炉的烟气量为1495300 Nm3/h包括锅炉及NID的设计总脱硫效率为95%，装置将于2003年底正式投运。2.3.7 喷雾干燥法 喷雾干燥法是20世纪70年代开发的一种FGD技术，80年代开始成功地用于燃用低硫煤的锅炉，由于它由美国Joy公司和丹麦Niro Atomizer公司共同开发，国外多称Joy-Niro法。据不完全统计，在欧洲和美国采用喷雾干燥法脱硫的共有50台机组，其装机容量共11930MW。其中20台3647MW在德国，16台5843MW在美国。由于这种方法利用喷雾干燥的原理，在湿态的吸收剂喷入吸收塔之后，一方面吸收剂与烟气中的二氧化硫发生化学反应；另一方面烟气又将热量传递给吸收剂使之不断干燥，所以完成脱硫反应后的废渣以干态形式排出，因而也称之为半干法烟气脱硫。 图2.3.7-1为喷雾干燥法的工艺流程。作为“七五”攻关项目，从1984年起，在四川白马电厂进行了5000Nm3h到70000 Nm3h的旋转喷雾干燥法烟气脱硫中试装置，燃用含硫量3.5的四川芙蓉高硫烟煤，在Ca/S=1.4时，取得了80%以上的系统总脱硫效率；1990年，沈阳黎明发动机制造公司热电厂35t/h锅炉建成处理烟气量50000Nm3/h的工业性试验装置；1993年中日合作在山东黄岛发电厂4号锅炉（670t/h）引风机之后，安装了1套处理烟气量30万m3/h旋转喷雾烟气脱硫装置。1994年10月5日正式开始工业试验，1998年3月31日中日合作试验结束，脱硫装置移交给黄岛发电厂。1999年2月2326日国家电力公司在黄岛电厂召开了中日合作山东黄岛发电厂脱硫示范项目现场评估会，中日双方专家组对该项目的技术性能、设备运行、经济分析、技术资料与文件等进行了全面的评估，对在试验与运行中取得的宝贵数据与经验达成了共识。该脱硫装置移交中方管理后，黄岛电厂作了进一步改进完善，使脱硫装置的可用率明显提高。目前该脱硫装置随4号锅炉的运行而运行，各项参数正常。黄岛电厂的基本设计参数为：处理烟气量30万Nm3/h（干），烟气温度145，入口SO2浓度5720mg/m3（干），脱硫率吸收塔出口65%，除尘器出口70%；Ca/S1.4，生石灰纯度：70%。图2.3.7-1 黄岛电厂喷雾干燥法烟气脱硫工艺流程图 2.4 国外FGD技术的发展和应用现状美国、日本和德国是世界上FGD技术开发和大规模应用的国家，在火电厂FGD领域处于领先地位。2.4.1 美国电站FGD的应用状况 (1) 优先采用脱硫率高，技术成熟的湿式石灰/石灰石法，其中资源丰富易得、价格便宜的石灰石法约占FGD控制总量的50%。(2) 抛弃法所占比例大，这与美国地理条件，经济、环境都有密切关系。美国土地辽阔，石膏资源丰富，故较少采用回收法，抛弃法的废渣多用于矿井回填、深埋等。(3) 开发了多种多样的脱硫工艺。据美国电力研究所（EPRI）统计有近200种，但真正实现工业应用的仅10多种。各种工艺有不同的适用范围，有的适用于新建电厂，有的适用于老电厂改造。这也从另一个侧面反映美国投于脱硫科研的费用相当可观，脱硫技术全面、研究深入，具有很大的潜力。表2.4-2 美国的FGD技术FGD工艺运行中的建设中的已定合同的合计套数MW套数MW套数MW套数MW产物抛弃湿法吸收剂不可再生石灰石法602609895564854057736977石灰法3917113-220364119149碳酸钠法6150515502110093150吸收剂可再生双碱法519631265-62228干法不可再生石灰法123893315101720166123碳酸钠法1440-1440回收产品湿法不可再生石灰石法26241165-3789可再生W-L法71958-71958氧化镁法3724-3724合计抛弃法1235092214788913926115068072回收法1233061165-133471湿法1224989512654412854114664980干法134333315101720176563不可再生1204958314778913926114766633可再生1546451265-164910总计13554228158054139261163715432.4.2 德国电站FGD的应用状况 德国电站FGD技术起步晚于美国、日本，但在德国政府严格的环保法规的促使下，FGD得到迅速开发与应用。1983年颁布大型燃烧装置环保法规时，德国FGD装置总共只有10台，而且大部分情况下也只是部分烟气脱硫，而到1988年补装期限末，已有95%装机容量装有FGD,共计有72座电厂装备了165台洗涤塔，机组总容量达到38000MW。 截至1992年，50MW以上的燃煤锅炉全部安装了FGD装置，90%以上的FGD装置采用湿式石灰（石灰石）-石膏法，回收法是抛弃法的2.6倍，75%的工业用石膏来自脱硫系统。如此高速度推广FGD，耗用了巨额资金。据德国电力企业联合会1989年统计资料介绍，德国西部火电厂FGD总投资约为143亿马克，年运行费用增加35亿马克，发电成本增加0.02马克/kWh。在东、西德统一后德国的电厂必须同时装有脱硫、脱硝装置，1996年这个期限到期时，德国在运的FGD装置相应的机组总量达到48000MW。德国电厂为了达到国家限定的排放标准，主要采用脱硫率高的湿法脱硫工艺。在湿法FGD中，石灰/石灰石洗涤工艺所占的比例为90%以上，显然，资源丰富易得且价格便宜的石灰/石灰石作吸收剂的工艺占主导地位。采用其它原料作吸收剂的工艺比例很小，如氨洗涤法，尽管可获得有经济效益的铵肥，但因运行中需大量的氨水，来源受到限制，而未能广泛推广使用。湿式石灰/石灰石洗涤工艺中，副产品石膏大多被利用。 德国现有几套喷雾干燥法FGD装置，此法投资低，无废水排放，干灰渣易处理，尤其适用于老电厂脱硫改造，但因德国环保法规严格，此技术虽成熟，且有工业装置运行，仍未能更多地推广。表2.4-3为德国FGD工艺的应用情况。表2.4-3 德国FGD工艺的应用FGD工艺市场份额%1990年1996年湿 法 工 艺88.7390.42石灰/石灰石/石膏法84.9487.66W-L法3.512.45氨法0.190.16同时脱硫脱硝法0.090.15干法/半干法工艺11.279.58喷雾吸收法7.076.37直接喷射法（包括CFB锅炉）2.271.61烟气CFB吸收法1.170.96活性碳法0.760.64总的FGD容量46600MW48000MW电厂燃料100100硬煤（Hard coal）72.4166.25褐煤26.4831.25油1.112.502.4.3 日本电站FGD的应用状况 日本是是世界上最早大规模应用FGD装置的国家，从1962年就开始研究开发FGD工艺及设备，70年代起大规模实施应用。在19701975年这段时间发展最快，从1970年时的102台到1975年的994台，脱硫能力则从5.4106Nm3/h增长到79.5106 Nm3/h，1976年以后则缓慢增长，其SO2污染在70年代中后期基本得到控制。1984年时全国有烟气脱硫设施1583台，脱硫能力是133.4106 Nm3/h，1989年总数达到了1846套，烟气处理能力是176106 Nm3/h。近年来由于燃料结构的改变，如进口原油中含硫量的减少，液化天然气的增加，原子能发电、太阳能等无污染能源的发展，故烟气脱硫设施有减少的趋势。表2.4-4 表示1989年日本全国各行业建成的各类烟气脱硫装置的数目，到1989年3月，FGD装置数量处于领先地位的行业顺序为化学工业、垃圾焚烧、造纸、纺织和火力发电。但就总的烟气处理能力而言，火力发电业遥遥领先，占总处理能力的42.4%，其次是化学工业和造纸业，分别占10.1%和9.4%。表2.4-4 日本各行业安装的各类FGD设备（截止1989年3月）行